天然气发电装机比重仍低
在环境保护方面，天然气发电优势很明显：天然气发电二氧化碳排放量约为燃煤电厂的42%，氮氧化物排放量不到燃煤电厂的20%。在电力系统，天然气发电因为起停方便，是很优质的调峰电源。另外，建设燃气电厂占地面积一般仅为燃煤电厂的一半左右，能够在用电紧张的城市负 荷中心建设电厂，以实现就地供电。
2013年，我国天然气发电装机继续保持高速增长，截止到2013年年底，我国天然气发电装机已达4309万千瓦，占总装机容量的3.45%；发电量达1143亿千瓦时，占总发电量的2.19%，已经超越核电，成为第四大电源。在这4309万千瓦的天然气装机中，纳入2013年可靠性统计的10万千瓦及以上燃气及燃气—蒸汽联合发电机组共94台，总容量2787.8万千瓦。
相比发达国家，我国天然气发电装机比重非常低。据了解，２０１０年，美国、日本和欧盟的燃气机组已分别占到全部装机的２３．３８％、２７．４２％、２３．４７％。
能源发展“十二五”规划明确提出，“十二五”期间新增(集中的)天然气发电3000万千瓦，到2015年，中国天然气发电(集中式)装机规模将达到5600万千瓦。而在“2014年电力规划发展论坛”上，中国电力企业联合会发布了《“十三五”天然气发电需求预测》报告。报告指出到2020年天然气发电装机规模将达1亿千瓦左右，而即使这样，那时天然气发电占总发电装机的比例也只有4.71%。 气源受限气价上涨影响利用小时数
2012年12月，国家发展改革委发布新版《天然气利用政策》指出，除了十三个大型煤炭基地所在地区建设基荷燃气发电项目（限制类）、煤层气发电项目（鼓励类）和天然气热电联产项目（鼓励类）之外，天然气发电项目都属于允许类，而这在2007年的天然气利用政策中是定为限制类的。
但是理想很丰满，现实很骨感！现在的情况是很多已建电厂由于气源匮乏,利用小时数很低，甚至有些新建电厂由于没气迟迟不能发电。
对于燃气电厂而言，燃料成本占到总成本的七成以上，气价步步高也越来越对电厂生存构成威胁，以福建的3家燃气电厂晋江燃气电厂、莆田燃气电厂和厦门燃气电厂为例，除晋江燃气电厂稍好外，莆田燃气电厂和厦门燃气电厂目前都饱受气价上涨之苦。
有关专家指出，如果2020年天然气发电装机规模达1亿千瓦，按照目前气耗水平，用气量将达到680~800亿立方米，如何做到气源的稳定供应是重中之重。
电价机制不顺需财政补贴
气电虽好，上网电价偏高始终是绕不过去的坎。目前，各地燃气发电上网电价五花八门。在福建，燃气电厂上网电价的核定，采用的是天然气成本传导的方式，即政府当年依据“合理补偿成本、合理确定收益和依法计入税金”的原则核定上网电价；在上海，天然气发电执行两部制电价；在浙江，由经信委主导，按照气电的装机容量推导出由燃煤机组替代的发电量，将燃煤机组替代发电中80%的利润补偿给燃气电厂。
这些上网电价政策都面临一个共同的问题：尽管财政拿出了大量的真金白银进行补贴，但燃气电厂获得的利润仍十分有限，甚至还面临亏损。
根据中国电力企业联合会发布的《“十三五”天然气发电需求预测》报告，如果2020年，天然气发电装机规模达到1亿千瓦，在现行的价格体系下，相对于燃煤机组发电，天然气发电则需要补贴761.36~880.23亿元，这无疑是一笔庞大的数字。
天然气发电亟待理顺气价机制和电价机制。
